相对渗透率调节剂作用机理

利用分子模拟技术与岩心流动装置相结合的优势,研究了相对渗透率调节剂的控水机理。为了从分子层面考察相对渗透率调节剂调节油水渗流的原理,构建了油水混相通过负载于二氧化硅表面的相对渗透率调节剂的动态模型。结果显示,聚合物分子在水相中呈舒展状态,而在油相中呈收缩状态,油相压缩相对渗透率调节剂膜;模拟计算油水混相通过相对渗透率调节剂的扩散系数比为4.2,与岩心驱替实验结果一致,两者结合验证了合成的相对渗透率调节剂达到了分子结构设计的要求,具有相对渗透率调节能力。相对渗透率调节剂控水机理是:相对渗透率调节剂遇水膨胀后,水相以渗流方式通过相对渗透率调节剂时,由于水与相对渗透率调节剂分子链的极性部分相互作用,通过速率较慢;由于油水两相具有界面,油相对吸水后的相对渗透率调节剂弹性膜施加压力,形成油相通道,使油相快速通过。

复杂断块油田老井稳产方法探讨

史8断块油藏类型属于常温、常压、中高渗岩性-构造油藏,断块在开发中存在储量控制程度差,局部注采井网不完善,含水上升速度快等问题,从储量控制程度、注采对应状况、注采调配结构等方面进行分析论证,提出老井增产的技术对策,即:完善注采井网,加大日常动态调配,油井酸化解堵等,通过上述方法的实施,实现了区块老井超产,区块自然递减率大大降低,圆满完成了单元目标化管理计划指标。

区块开发动态分析实例

区块开发动态分析,是在区块开发过程中取得的大量油水井第一性资料的基础上,采用综合的分析、判断方法,动态地描述已投入开发的油藏,以便及时发现问题,分析原因,解决矛盾,改造油层,保持区块高产稳产,提高区块的最终采收率。

史3断块沙三中油藏注水开发效果评价

史3断块沙三中油藏为一主要受断层控制,同时受岩性变化影响的高压、低渗透岩性油藏,根据油藏特点,抓住注水时机实施了转注、更新油水井、优化注采井距、改善注入水水质等措施,注吸水能力强,老井产量递减小,注水开发取得了较好的效果。